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Groupe de travail
hydrogène –
interfaces électricité et autres vecteurs
Réunion du 12 septembre 2019
Résultats préliminaires pour discussion
Contexte et objectifs
1
3
Dans le cadre de ses missions légales, RTE réalise des études prospectives portant sur l’évolution du système électrique
• Le Bilan prévisionnel pluriannuel (Code de l’énergie L141-8)
o Diagnostic sur la sécurité d’approvisionnement à 5 ans et analyse sur des
scénarios d’évolution de l’équilibre offre-demande à long terme
o Dans le Bilan prévisionnel 2017, publication de cinq scénarios contrastés
sur l’évolution du mix électrique à horizon 2035, dont deux scénarios
versés au débat public sur la révision de la PPE
L’élaboration de ces documents est réalisée en concertation avec l’ensemble
des parties prenantes du secteur dans le cadre de la Commission perspectives
système et réseau (CPSR) et des groupes de travail associés.
• Le schéma décennal de développement du réseau (Code de l’énergie L321-6)
o Vision sur l’évolution à court, moyen et long terme de l’infrastructure de réseau
o Publication du schéma de réseau 2020-2035 prévue le 17 septembre 2019
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
4
Des questions récurrentes des parties prenantes sur l’équilibre du mix électrique et l’impact des nouveaux usages
L’existence de débouchés pour la production électrique
Existence de débouchés via les exports ou de nouveaux usages électriques en France
Publication d’un rapport complémentaire sur les exports d’électricité en octobre 2018
L’évolution de la consommation d’électricité
Lancement d’un groupe de travail dédié aux trajectoires d’évolution de la consommation en mars 2019
L’essor des nouveaux usages électriques et des couplages avec d’autres vecteurs
Mobilité électrique : groupe de travail RTE-AVERE France et publication d’un rapport en mai 2019
Hydrogène : analyses menées dans le cadre du plan hydrogène et présentées en concertation,
publication d’un rapport prévu à l’automne 2019
Chauffage électrique : étude en cours
• Depuis 2017, de nombreuses questions ont été adressées à RTE sur l’équilibre du système
électrique à horizon 2030-2035, voire à plus long terme, et font l’objet d’analyses complémentaires :
Les besoins d’investissement pour adapter le réseau à la transition énergétique
Publication du schéma de réseau (SDDR) prévue le 17 septembre 2019
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
5
L’analyse du système électrique s’appuient sur des études détaillées des différents déterminants du mix électrique
Émissions de CO2Consommation électrique
Analyse sur l’évolution des usages et
des consommations associées
Parc de production
Analyse des options sur l’évolution des
EnR, du parc nucléaire et du parc
thermique (gaz, charbon, fioul)
Économie
Évolution des coûts de combustible et
des coûts des différentes technologies
Intégration européenne
Évolution des capacités d’interconnexion
et des mix électriques des pays voisins
Bilans énergétiques
Analyse de sécurité
d’approvisionnement et
besoins de flexibilité
Économie
(coût des scénarios)
Échange d’électricité aux
frontières
Modélisation du système
électrique européen (
fonctionnement technique et
économique pour différentes
chroniques d’aléas)
Paramètres-clés Résultats de l’analyse
Flux sur le réseau et
besoins d’investissement
Équilibre offre-demande
RéseauInterfaces avec autres vecteurs
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
6
Production d’hydrogène par électrolyse : une étude des enjeux pour le système électrique dans le cadre du « plan hydrogène »
En 2019, RTE a lancé des analyses sur les interfaces entre l’électricité et les autres vecteurs
(gaz, chaleur…) et en particulier sur l’hydrogène, en vue de répondre à différentes questions
du débat public :
Des analyses qui visent à alimenter le débat public et la construction des
prochains scénarios de long terme du Bilan prévisionnel (à horizon 2050),
dans le cadre des groupes de travail mis en place par RTE à cet effet.
Objectifs de la réunion aujourd’hui :
o Présentation de la méthode
o Présentation des résultats provisoires pour discussion (avant publication d’un rapport)
1
Dans le cadre du plan hydrogène, une demande du ministre d’étudier les
services que peuvent apporter les électrolyseurs au système électrique.2
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
7
Des études pour la construction des prochains scénarios de long terme qui s’appuient sur une concertation renforcée
Lancement d’une large concertation sur la scénarisation et les hypothèses des scénarios
pour cibler les point d’intérêt du débat public, renforcer la pertinence et la légitimité des scénarios,
et accroître la transparence sur les hypothèses
La CPSR
Instance de cadrage
stratégique des travaux et
d’arbitrage des orientations
(prochaine réunion : 27 sept.)
Des groupes de travail
Instances de partage
des hypothèses et résultats
au niveau technique
Une consultation publique
Appel à contribution qui viendra
enrichir les échanges initiés en
groupes de travail
(prévu au T1 2020)
Exemples :
• GT « consommation »
• GT « base climatique »
• GT « scénarisation »
• GT « interfaces électricité et autres vecteurs »
• GT « représentation des attentes de la société »
• GT « environnement »
• GT « flexibilités »
• GT « fonctionnement du système électrique » …
1e réunion aujourd’hui
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
Analyse des enjeux du développement de l’électrolyse sur le mix électrique
2
2.1
État des lieux et enjeux autour du développement de l’électrolyse
10
La décarbonation de l’hydrogène permet d’envisager des nouveaux usages
En premier lieu il s’agit de décarboner les usages industriels actuels, mais de nouveaux
débouchés peuvent être envisagés
Système
électriqueElectrolyse Hydrogène
Réseau
de gaz
Usages industriels
Mobilité (transports
lourds / longue distance)
Usages thermiques ?
Méthanation
Stock
H2
Stock
gaz
CCG / TAC
Pile à
combustible
Usages
gaz
Usages directs de l’hydrogène
Filière méthane
• Gaz naturel fossile
• Biogaz
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
11
0
200
400
600
800
1000
Production
kt/a
n
Electrolyse de l'eau
Electrolyse de la saumure
Gazéification de charbon
Vaporeformage du méthane
Oxydation des coupes pétrolieres
Aujourd’hui, l’hydrogène en France : une consommation industrielle et une production à base d’hydrocarbures
• Une grande partie de l’hydrogène est aujourd’hui produit par vaporeformage de méthane, mode
conventionnel de production d’hydrogène, en complément des productions fatales (gazéification
du charbon, oxydation d’hydrocarbures)
• Des émissions totales d’environ 10 Mt CO2 / an
( 2 à 3 % des émissions nationales)
Reformage d’hydrocarbures
(« hydrogène gris »)
• Production à partir de gaz naturel,
émettrice de CO2 (9 kg CO2 / kg H2)
• Coût dépendant des prix de
combustibles et CO2, et des
installations (1,5 à 3,5 €/kg H2)
0
200
400
600
800
1000
Consommation
kt/a
n
Divers
Métallurgie
Industrie chimique (dont méthanol)
Ammoniac et engrais
Raffinage pétrolier
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
12
Demain : quelles alternatives à une production carbonée ?
Reformage d’hydrocarbures
avec captation de carbone
(« hydrogène bleu »)
Production par électrolyse de l’eau
(« hydrogène vert ? »)
• Production conventionnelle
associée à des procédures de
captage et de stockage de CO2
(par exemple, dans des anciens
réservoirs de gaz naturel)
• Mode de production marginal
(0,02%) mais mis en avant pour
bénéficier de l’électricité décarbonée,
en alternative aux productions
conventionnelles émettrices de CO2
• Enjeux de faisabilité technico-
économique et d’acceptabilité
• Se décline en plusieurs modes de
fonctionnement selon le choix
d’approvisionnement en électricité
(détails dans la suite)
D’autres techniques moins matures
pour un développement industriel
• A partir de biomasse
• Pyrolyse et gazéification
• Reformage
• A partir d’eau
• Thermolyse
• Photocatalyse
• Procédés biologiques
• Photosynthèse
• Fermentation
• Gazéification souterraine de
sables bitumineux ou champs
pétrolifères
• …
Plusieurs modes de production possibles, dont en particulier :
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
13
Deux enjeux distincts peuvent justifier l’essor de l’électrolyseet sont souvent confondues dans le débat
1. Décarboner les vecteurs gaziers
(hydrogène, méthane…)
• Pour répondre aux objectifs nationaux et
internationaux de décarbonation
• Vu du système électrique : crée une
consommation potentiellement flexible
2. Contribuer à l’équilibre du système
électrique en apportant une solution
de stockage / déstockage
• En utilisant l’hydrogène en entrée de PAC ou
directement dans le réseau de gaz naturel
• Ou avec une étape de méthanation afin
d’utiliser le gaz comme de stockage d’électricité
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
Les enjeux diffèrent selon l’horizon et les scénarios
2.2
Le développement de l’électrolyse d’ici 2035 : plusieurs modes de fonctionnement possibles
15
Méthode: des analyses sur le développement de l’électrolyse dans les scénarios envisagés à horizon 2035
• Les scénarios du Bilan prévisionnel 2017 et celui projeté par la PPE,
ne font pas apparaître de besoins de nouvelles sources de flexibilité
saisonnière pour le système électrique d’ici 2035.
o A cet horizon, l’électrolyse est en concurrence avec d’autres
solutions de flexibilité : il reste beaucoup de groupes de
production pilotables en France et à l’étranger, permettant de
satisfaire les besoins de modulation du système.
o Dans ces scénarios, la sécurité d’approvisionnement est
satisfaite au niveau requis par la loi (voir BP 2017).
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
Les analyses sont à ce stade menées à horizon 2035 s’intéressent
à la seule consommation des électrolyseurs. Elles portent de
manière principale sur le scénario de la PPE et sur les scénarios
Ampère et Volt du Bilan prévisionnel en analyses de sensibilité.
Les diapositives qui suivent présentent des résultats préliminaires pour
discussion / enrichissement.
Les analyses seront prolongées ultérieurement sur l’horizon 2050.
16
Dans le scénario de la PPE / SNBC, plusieurs dizaines de TWh d’hydrogène décarboné
Consommation d’électricité pour la production H2
(source DGEC synthèse SNBC/PPE 15/03/2019)
• Dans le projet de loi énergie-climat, un objectif
de taux d’hydrogène bas-carbone compris
entre 20% et 40% de la consommation totale
d’hydrogène à l’horizon 2030
• Dans la SNBC, plusieurs dizaines de TWh de
production d’hydrogène par électrolyse dès
l’horizon 2030, essentiellement pour deux
usages :
o Consommation industrielle
o Utilisation pour le secteur de l’énergie
• Peu d’utilisation envisagée a priori pour la
conversion en méthane de synthèse et la
mobilité
0
10
20
30
40
50
60
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
TWh
/an
consommation nette H2 autres transformations pertes
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
17
Dans le scénario de la PPE, une production d’électricité suffisante pour l’électrolyse
• Une consommation faible au regard de la production électrique décarbonée prévue par la PPE
o Dans le scénario de la PPE, le système électrique français dispose de suffisamment
d’électricité décarbonée pour alimenter les volumes d’électrolyse envisagés.
o Toutes choses étant égales par ailleurs, l’électrolyse est susceptible de réduire les volumes
d’export du système électrique français.
Pas de problème en « énergie » : le
productible électrique en France est suffisant
Pas de problème en « puissance » / sécurité
d’approvisionnement : les électrolyseurs sont
par nature flexibles et pourront logiquement
s’effacer pendant les périodes de pointe
Mais des questions sur la manière dont se
répartit l’énergie consommée par
l’électrolyse au cours de l’année et l’impact
sur les bilans énergétiques et le bilan CO2.
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
18
Déterminant n°1 sur le mode de fonctionnement : des enjeux économiques, liés notamment à l’amortissement des coûts
Un fonctionnement les seuls 10% du temps où
est en situation d’excédent EnR ne permet pas
d’amortir les coûts fixes des électrolyseurs
Exemple : estimation du coût de revient de l’hydrogène de
synthèse dans le scénario Ampère à horizon 2035
Une utilisation les 30% du temps où
existent des marges ENR ou nucléaire
peut constitue un bon compromis entre
amortissement des CAPEX et fourniture
en électricité à faible coût
Un fonctionnement en base pénalisé par des
prix de marché de l’électricité élevés sur
certaines périodes de l’année, notamment
dans des scénarios avec un prix du CO2 élevé
1
2
3 Hypothèses à 2035 :
CAPEX 910 €/kW (système complet installé), CMPC 5%/an,
OPEX fixes 35 €/kW/an, durée de vie 20 ans,
remplacement de pile 210 €/kW au bout de 90 000 h de fonctionnement ou 20 ans
annuité 87 €/kW/an (fonctionnement < 5 000 h/an) à 100 €/kW/an
(fonctionnement continu) .
• Exemple : cas d’un approvisionnement en
électricité sur le marché de gros :
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
19
Déterminant n°2 sur le mode de fonctionnement : l’origine de l’électricité décarbonée
• Les modes de production conventionnels de
l’hydrogène sont émetteurs de CO2. Le
développement de l’électrolyse apparaît comme une
opportunité pour décarboner cette production.
• Si l’électrolyse utilise uniquement de l’électricité
décarbonée (EnR ou nucléaire), le transfert de la
production conventionnelle vers l’électrolyse conduit
logiquement à une réduction des émissions de CO2.
• En revanche, si l’électricité est produite
à partir de gaz naturel, les émissions de CO2 seront
plus importantes que pour le vaporeformage.
Une des problématiques : comment garantir
que l’électricité utilisée par l’électrolyse est
bien d’origine décarbonée ?
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
20
Déterminant n°3 sur le mode de fonctionnement : lesusages de l’hydrogène en aval
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
Quel besoin de stockage, en fonction de la courbe de
consommation ? Quel besoin de transport et distribution ?
• Le type de demande d’hydrogène également peut conditionner le mode de fonctionnement des
électrolyseurs et le recours éventuel à du stockage ou d’autres moyens de production
(vaporeformage par exemple)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
GW
PC
S à
0°C
Consommation horaire de gaz en France (2012-2018)
Besoins de stockage / déstockage pour une production intermittente
Conso France de gaz naturel 2012-2018 (Open Date Réseaux Energie)
Quelles possibilités d’injection dans les réseaux de gaz ? A
quelles périodes ? …
21
Plusieurs modèles revendiquent un approvisionnement en électricité décarbonée pour de l’hydrogène « vert »
• Ces modèles différent par leur coût, leur modèle économique et leurs impacts sur le système.éle
ctr
icit
é
Approvisionnement
en électricité
1. Uniquement lorsque le système bénéficie de
surplus décarbonés (EnR ou nucléaire)
2. En base ou semi-base, la provenance
renouvelable de l’électricité étant certifiée par
des garanties d’origine
3. En autoproduction en électricité renouvelable PV
ou éolienne sur le site de production
d’hydrogène
Electrolyse Hydrogène
Eau Oxygène
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
22
Bilan CO2 dépend de l’effet de l’installation EnR sur la capacité totale EnR du pays
En période de marges EnR ou EnR + nucléaire: fonctionnement lors des périodes de prix faibles
Electricité décarbonée par définition, peu chère sur les marchés …
Fonctionnement réduit (<20% du temps)
CAPEX élevés (surdimensionnement des électrolyseurs)
Production très variable et aléatoire
Approvisionnement décarboné discutable
Coût d’approvisionnement en électricité élevé
Plusieurs modèles revendiquent un approvisionnement en électricité décarbonée pour de l’hydrogène « vert »
Durée de fonctionnement longue (>90% du temps)
Amortissement des CAPEX
Coût d’électricité contrôlé (CAPEX PV)
Durées de fonctionnement potentiellement significatives (>40%)
H2
H2
H2
En autoproduction (PV ou éolienne) sur site de production
En base (hors pointe) accompagnées de garanties d’origine : fonctionnement toute l’année sauf en cas de prix élevés
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
23
Un profil de production très variable selon le mode de fonctionnement
Production en moyenne chaque année
Production sur une année particulière
Base hors pics
Autoproduction
PV
Marges
EnR ou nucléaire
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
Gestion du stock pour une demande constante
Mode opératoire
2.3
Le développement de l’électrolyse d’ici 2035 :évaluation des impacts sur le système électrique
25
Méthode : l’évaluation des impacts associés au développement de l’électrolyse nécessite de définir des points de comparaison
• Les coûts et bilans carbone sont évalués à l’échelle du système complet (système électrique
européen + industrie de l’hydrogène), indépendamment de qui porte les coûts et
indépendamment des modèles d’affaires des différents acteurs.
Scénario « sans électrolyse »
Mix électrique de la PPE adapté
avec 30 TWh de production
décarbonée en moins
1-A
• L’analyse menée conduit à évaluer les coûts et les émissions de CO2 du système complet
dans un scénario avec développement de l’électrolyse (par exemple, le scénario de la PPE) et
à les comparer à un scénario « sans développement de l’électrolyse ».
Scénario « sans électrolyse »
Mix électrique de la PPE
(« mix inchangé »)
1-B
Scénario «PPE »
Mix électrique de la PPE
Développement de l’électrolyse à
hauteur de 30 TWh électriques,
soit environ 630 ktH2 / an
(plusieurs variantes sur le mode de
fonctionnement des électrolyseurs)
2
-
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
26
Méthode : l’évaluation des impacts associés au développement de l’électrolyse nécessite de définir des points de comparaison
• Le « bon » point de comparaison nécessite de rendre compte de l’évolution du mix électrique
susceptible d’accompagner le développement de l’électrolyse.
• Sur le plan technique, la solution la plus propre consiste à comparer le « scénario avec électrolyse » à
un « scénario sans électrolyse avec parc adapté » (i.e. avec réduction de la capacité de production du
mix électrique).
• Dans la suite, sauf mention contraire, les résultats présentés correspondent à la comparaison avec un
parc « adapté » au prorata des productibles des filières éolienne, solaire et nucléaire dans le mix PPE.
La réduction des productions EnR/Nucléaire se traduit par une
réduction des « excédents » décarbonés, et par une augmentation
des productions thermiques fossiles.
Production fossile
Ecrêtement
Production décarbonée
Consommation
Productible décarboné
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
27
La capacité d’électrolyse nécessaire dépend fortement du mode opératoire et de la quantité d’hydrogène produite
Pour 630 kt H2/an:
• 38 GW (~890 h/an) en mode « marges EnR / nucléaire »
• 3,7 GW (~8300 h/an) en mode base hors pics
• 9 GW (~3500 h/an) en mode autoproduction PV
Excédents EnR
Excédents EnR / nucléaire
Base hors pics
Autoproduction PV
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
• Pour des modes opératoires
avec des durées de
fonctionnement courtes, il est
nécessaire d’installer une
capacité d’électrolyse
importante pour atteindre les
objectifs de décarbonation.
• Même en ajoutant de la
production EnR dans le mix,
les périodes avec des
marges EnR ou nucléaire
restent concentrées sur des
heures précises.
28
En raisonnant à « mix inchangé », les impacts système diffèrent fortement selon le mode opératoire
• À parc inchangé, le mode « marges EnR
ou nucléaire » permet d’éviter la
modulation à la baisse de 9,4 TWh de
production EnR (dont plus de la moitié à
l’étranger) et de 21 TWh de nucléaire,
(essentiellement en France).
• À parc inchangé, les mode « bande hors
pics » ou « autoproduction PV »
permettent d’éviter la modulation des ENR
ou du nucléaire, mais dans des
proportions moindres. Ils conduisent
surtout à une production d’électricité
d’origine thermique fossile plus
importante, à hauteur de 20 à 22 TWh/an,
essentiellement dans les pays voisins.
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
• Ces bilans ne tiennent toutefois pas
compte de l’adaptation du mix électrique
qui accompagne l’essor de l’électrolyse
29
Les études permettent de procéder à une analyse économique des coûts totaux associés au transfert vers l’électrolyse
• L’analyse est menée à l’échelle des coûts pour la collectivité, en tenant compte de l’ensemble des
composants variant entre les scénarios avec et sans électrolyse.
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
30
Les études permettent de procéder à une analyse économique des coûts totaux associés au transfert vers l’électrolyse
• Les coûts totaux varient de manière significative selon les modes de fonctionnement, avec des coûts
plus importants pour les électrolyseurs fonctionnant sur les périodes de marges EnR / nucléaire.
L’intérêt pour la collectivité dépendra toutefois de la valorisation du CO2.
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
31
Remplacer le vaporeformage par de l’électrolyse conduit à une réduction des émissions de CO2 quel que soit le mode opératoire
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
• Du point de vue des émissions de CO2 à l’échelle européenne, l’électrification de la
production d’hydrogène est bénéfique comparé au vaporeformage.
• D’un mode opératoire à l’autre, et à production d’hydrogène identique, le bilan des émissions
varie de plus de 8 MtCO2/an.
32
Les émissions induites sur le système électrique se situent essentiellement dans les pays voisins
• En limitant les exports d’électricité décarbonée dans les pays voisins, ceux-ci doivent avoir
plus recours à des productions fossiles supplémentaires
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
33
Quel que soit le mode opératoire, le coût implicite du CO2 évité est inférieur à la valeur tutélaire du carbone en 2035 (375 €/t)
Pour une production de 630 ktH2/an : les coûts implicites de valorisation de
la tonne de CO2 varient de 91 €/tCO2 (mode base hors pics) à 168 €/tCO2
(mode marginalité décarbonée)
Valorisation de la tonne de CO2 évitéeCoût d‘électrification de la production d'hydrogène (adaptation de parc, CAPEX électrolyseur et vaporeformeur,
OPEX du système électrique)
Emissions de CO2 évitéesPar rapport à une production de 630 ktonnes de H2
(30 TWh électriques) par vaporeformage
Excédents EnR/Nucléaire
Autoproduction PV
Base hors pics
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
2.3
Le développement de l’électrolyse d’ici 2035 : analyses de sensibilité
35
La capacité d’électrolyseurs requise n’est pas proportionnelle au volume de production d’hydrogène ciblé
Pour 630 kt H2/an• 38 GW (~890 h/an) en mode excédents ENR et nucléaire
• 3,7 GW (~8 300h /an) en mode bande hors pics
• 9 GW (~3 500 h/an) en mode autoproduction PV
Pour 420 kt H2/an• 12,5 GW (~1 700 h/an) en mode excédents ENR et nucléaire
• 2,5 GW (~8 300 h/an) en mode bande hors pics
• 5,7 GW (~3 700 h/an) en mode autoproduction PV
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
• Les excédents ENR et nucléaire
diminuent au fur et à mesure que
les capacités d’électrolyse
augmentent : cela réduit les durées
de fonctionnement annuelles et
requiert encore plus de capacité
d’électrolyse …
• Pour passer de 420 à 630 ktH2/an :
+ 50% d’hydrogène
Durée annuelle de
fonctionnement divisée par 2
Capacité d’électrolyse requise
multipliée par 3
36
Un coût de la décarbonation potentiellement très inférieur pour les premiers TWh d’électrolyse
Valorisation de la tonne de CO2 évitéeCoût d‘électrification de la production d'hydrogène (adaptation de parc, CAPEX électrolyseur et vaporeformeur,
OPEX du système électrique)
Emissions de CO2 évitéesPar rapport à une production de 630 ktonnes de H2
(30 TWh électriques) par vaporeformage
Excédents EnR/Nucléaire
Autoproduction PV
Base hors pics
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
• En mode excédents ENR et nucléaire, dans le scénario à 420 kt/an, les
coûts unitaires de production d’hydrogène sont nettement inférieurs (les
électrolyseurs tournent plus longtemps et sont mieux amortis). Le coût
de la décarbonation est donc dans ce cas nettement plus faible.
37
Les productions annuelles sur excédents ENR et nucléaire peuvent être très variables, requérant des capacités de stockage
Excédents EnR/Nucléaire
Autoproduction PV
Base hors pics
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
• Pour une production moyenne d’hydrogène de 630 kt/an, la
production d’hydrogène peut varier de 0,2 à 1,2 Mt/an en fonction des
années.
• Pour lisser la livraison de 630 ktH2/an dans le temps, des
capacités de stockage d e2 MtH2 seraient nécessaires pour ce
mode, et de « seulement» 140 ktH2 pour les deux autres
Monotone de la production annuelle d'hydrogène en fonction des scénarios climatiques
38
L’électrolyse utilisant les excédents EnR / nucléaire sera en concurrence avec d’autres usages flexibles
Si des puissances d’électrolyse similaires sont installées en
Allemagne et en Angleterre, les possibilités de profiter des
excédents EnR/Nucléaire en France se réduisent fortement.
Concurrence avec le développement de
l’électrolyse dans d’autres pays
Concurrence avec le développement
d’autres flexibilités
Par exemple, le développement du pilotage de la
recharge des véhicules électriques peut également
permettre d’augmenter l’utilisation de la production
d’électricité décarbonée.
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
2.4
Des modèles d’affaires sensibles
à de nombreux paramètres
40
Suivant le mode opératoire, le coût de revient est sensible à différents paramètres
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
• Dans le mode de fonctionnement
sur marges EnR / nucléaire, la
principale composante de coûts est
l’amortissement de l’électrolyseur.
• Dans le mode de fonctionnement
en bande, la principale composante
est le coût de l’électricité.
• En autoproduction PV,
le modèle d’affaires
sera évidemment
sensible au coût et à
la valorisation du PV
produit.
2.5
Perspectives : quelles répartitions des modes opératoires ?
42
Conclusions : pas de réponse évidente sur les modes de fonctionnement à privilégier pour les électrolyseurs
• Il n’existe pas d’évidence sur les modes de fonctionnement à privilégier : les choix de modes
opératoires dépendront des modèles économiques, des usages de l’hydrogène en aval de la
chaîne (en particulier, besoin ou non de stockage / transport / distribution d’hydrogène en fonction
du besoin temporel de fourniture) ainsi que des objectifs en matière de CO2.
• Des complémentarités sont par ailleurs envisageables, par exemple en combinant l’électrolyse
lorsque le système électrique bénéficie de marginalités décarbonées avec le vaporeformage le
reste du temps
• Sur le plan des émissions de CO2 nationales, le développement de l’électrolyse a dans tous les
cas un effet positif, quelque soit le mode opératoire envisagé.
• Sur le plan des émissions à l’échelle du système européen, la réduction des émissions est
maximisée avec (i) une adaptation du mix d’électricité décarboné en accompagnement du
développement de l’électrolyse et (ii) un mode de fonctionnement centré sur les périodes de
marges EnR ou nucléaire.
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
Services de flexibilité que les électrolyseurs peuvent apporter au
système électrique
3
44
Différents services de flexibilité pour le système électrique
• Pour l’équilibre offre - demande
o Les besoins de réserves en puissance pour faire face aux aléas de court-terme
(équilibrage « court-terme »)
o Les besoins structurels de modulation (journaliers, hebdomadaires et saisonniers)
• Pour la gestion des congestions sur le réseau
o Sur le réseau de transport
o Sur le réseau de distribution (non étudié par RTE, voir études Enedis)
1
2
3
4
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
45
Les électrolyseurs ont la capacité technique à fournir les différents produits des réserve
• Les besoins d’équilibrage du système électrique sont couverts par plusieurs produits de réserve
• Lorsqu’ils sont en fonctionnement, les électrolyseurs sont techniquement capables de fournir
tous les produits de réserve « à la hausse » (i.e. baisse de soutirage).
• Les produits FCR et aFRR peuvent aujourd’hui être fournis de façon dissymétrique. C’est la réserve à
la hausse qui est la plus exigeante et détermine le prix.
Tableau 1 : Caractéristiques techniques de la dynamique des électrolyseurs.
Alcaline PEM
Dégradation du système %/1000h 0.11 0.2
Temps de démarrage (chaud-froid) secondes 60 - 600 1-300
Rampe de changement de charge %/secondes 0.2-20 100
Temps d’arrêt secondes 60 - 600 1
Tableau 1 : Participation aux mécanismes de réserve des électrolyseurs
Alcalin PEM
Service système (temps de réponse)
A l’arrêt En fonctionnement A l’arrêt En fonctionnement
FCR (<30s) NON OUI NON* OUI
FRR (<15 min) OUI
RR (>15 min)
Caractéristiques des produits de réserves Caractéristiques techniques des électrolyseurs
Réserves1
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La rémunération des réserves ne devrait pas justifier le modèle d’affaire de l’électrolyse, mais peut y contribuer
• Avec les niveaux actuels de rémunération,
la fourniture de réserve primaire ou
secondaire peut apparaître significative dans
le modèle d’affaires de l’électrolyse
• Néanmoins, les marchés de réserve sont
limités en volume et le secteur est très
concurrentiel : une forte participation attendue
des batteries (de tous types) et de
l’effacement de consommation entraînera à
terme une baisse de rémunération de ces
services
Réserves1
/!\ La constitution de la réserve secondaire
fonctionne aujourd’hui sous forme d’une prescription
rémunérée à prix régulé. Les consommateurs ne
peuvent pas directement fournir ce service
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La modulation des électrolyseurs permet d’optimiser l’utilisation du parc de production
Besoins de modulation saisonniers (été/hiver), hebdomadaires (JO/WE) ou journaliers (jour/nuit)
• Le système électrique a des besoins de modulations pour faire face aux variations sur la
consommation et certaines filières de production (EnR notamment)
• A l’horizon 2035, les flexibilités existantes sur la production et la consommation
permettent de répondre à ces besoins de modulation
Il n’y a pas de « besoin absolu » pour de nouvelles
flexibilités mais celles-ci peuvent néanmoins
présenter une valeur économique pour le système
L’intérêt est reflété par un prix d’électricité plus bas,
traduit dans le coût de fourniture des électrolyseurs
Marché de l’énergie2
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L’électrolyse peut constituer à terme une brique pour le stockage de l’électricité
• Plusieurs solutions utilisant le vecteur hydrogène pour stocker l’électricité (et la restituer sous
cette forme) sont possibles :
• Une capacité à stocker sur des durées importantes (stockage saisonnier) …
• … mais des rendements de cycle peu élevés (de l’ordre de 25% à 45% selon la solution utilisée)
• … et des coûts d’installations importants (electrolyse, méthanation, stockage, PaC, TAC/CCG)
Marché de l’énergie2
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
49
L’électrolyse pour stocker l’électricité ne présente pas d’intérêt économique à l’horizon 2035• Le coût du MWh électrique restitué est très élevé, dans les différentes configurations étudiées,
y compris pour des durées de restitution longues
Cela réserve ce mode de stockage à une utilisation en pointe
A l’horizon 2035, ce mode de stockage ne dispose pas d’espace économique
A plus long terme, l’espace économique dépendra a priori des choix sur le mix EnR / nucléaire
Marché de l’énergie2
L’analyse devra être prolongée avec la prise en compte de l’ensemble des coûts du
système et en comparaison des solutions alternatives de flexibilité à long terme
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
50
• Le développement massif des EnR conduit à l’apparition de zones de contraintes et de besoins
de renforcement sur le réseau HTB1, pour « évacuer » la production EnR
• Exemple illustratif de cas d’usage où l’électrolyse peut éviter des contraintes sur le réseau de
transport : cas de contrainte en évacuation de production renouvelable
En fonction de sa localisation, les électrolyseurs peuvent techniquement contribuer à la gestion de congestions réseau
• Des premiers éléments sur la valeur de la flexibilité apportée par les électrolyseurs au réseau de
transport sont présentés dans le schéma de réseau, qui sera publié le 17 septembre par RTE
Réseau3
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
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• Le développement de l’électrolyse pour les seuls besoins du réseau n’est pas économiquement
compétitif par rapport à des renforcements de réseau, ou par rapport à d’autres solutions de
flexibilité (limitation de production EnR notamment).
La gestion des contraintes du réseau ne permet pas de constituer un modèle d’affaires pour les électrolyseurs
Comparaison économique de différentes solutions pour gérer les contraintes sur le réseau de
transport avec les hypothèses de coûts 2019 – cas d’une contrainte en évacuation sur le réseau HTB1
Réseau3
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
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• La valeur apportée pour le réseau ne peut couvrir qu’une part très faible des coûts des électrolyseurs.
• Cependant, dans les configurations où l’électrolyse trouve une valorisation économique sur le marché,
une bonne localisation (sous contrainte spécifique) présente un intérêt pour le réseau :
o Sauf cas spécifique, les gains de
l’électrolyse pour la résolution de
congestions sur le réseau de transport
ne couvriront cependant qu’une très
faible partie des coûts de l’électrolyseur.
Coût et valeur économique pour la gestion des congestions sur le
réseau apportée par les électrolyseurs avec les hypothèses de coûts
2035 – cas d’une contrainte en évacuation sur le réseau HTB1
Réseau3
La gestion des contraintes du réseau ne permet pas de constituer un modèle d’affaires pour les électrolyseurs
o Les endroits propices seront signalés
par RTE dans le cadre du projet de
publication des contraintes (groupe de
travail ad hoc en lien avec le projet
RINGO).
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
Suite des travaux
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Suite des travaux et prochaines étapes
• Les retours sur les éléments de méthodes et les résultats
préliminaires présentés aujourd’hui sont les bienvenus.
Points de contact : Olivier HOUVENAGEL, Marc LE DU
ou via l’adresse mail [email protected]
Résultats préliminaires pour discussion – ne pas diffuser
• Un rapport présentant l’ensemble des analyses et résultats
obtenus sera publié dans les prochaines semaines.
• La prochaine réunion du groupe de travail sur les interfaces entre l’électricité et les autres
vecteurs sera organisée début décembre. Elle portera sur le prolongement des analyses sur
l’horizon 2050 et la représentation d’autres technologies (méthanation, power-to-heat…) dans
la construction des trajectoires de long terme du mix électrique.